褚　奇，李　濤，王　棟，胡雪峰，付　強，殷擁軍，楊　軍

（1.中國石化石油工程技術研究院，北京100101；2.中國石化東北油氣分公司，吉林長春130072；3. 中國石化中原石油工程有限公司鉆井四公司，河南濮陽457001）

龍鳳山氣田強抑制封堵型防塌鉆井液技術

褚奇1，李濤1，王棟2，胡雪峰2，付強3，殷擁軍3，楊軍3

（1.中國石化石油工程技術研究院，北京100101；2.中國石化東北油氣分公司，吉林長春130072；3. 中國石化中原石油工程有限公司鉆井四公司，河南濮陽457001）

褚奇等.龍鳳山氣田強抑制封堵型防塌鉆井液技術［J］.鉆井液與完井液，2016，33（5）：35-40.

龍鳳山氣田泉頭組及以上地層水敏性泥頁巖發(fā)育，在鉆井過程中經(jīng)常發(fā)生垮塌、卡鉆、擴徑和泥包鉆頭等復雜情況，營城組地層裂縫發(fā)育，易發(fā)生井漏。針對該地區(qū)的地質(zhì)特征與鉆井要求，通過水化膨脹實驗和抑制膨潤土造漿實驗，優(yōu)選胺鉀復合抑制劑NK-1作為鉆井液抑制劑；通過失水造壁性能評價實驗和巖心滲透率測試實驗，優(yōu)選了降濾失劑KFT-Ⅱ和封堵防塌劑ZX-8作為鉆井液封堵防塌劑，在此基礎上研制了強抑制封堵型防塌鉆井液體系，并對其性能進行了綜合評價。實驗結果表明，該鉆井液具有良好的流變性、失水造壁性、抑制性和封堵防塌性。在北209井的現(xiàn)場應用中，鉆井液性能穩(wěn)定，封堵性和防塌性能突出，解決了全井的井壁失穩(wěn)問題，起下鉆、電測和下套管作業(yè)無遇阻，滿足了現(xiàn)場鉆井施工和儲層保護的需要。

防塌鉆井液；井眼穩(wěn)定；龍鳳山氣田；儲層保護；應用

龍鳳山氣田是中國石化東北油氣分公司的重點勘探開發(fā)區(qū)，含氣面積為64.87 km2，預測天然氣地質(zhì)儲量超過2×1010m3。隨著龍鳳山氣田勘探開發(fā)的深入，依照相鄰井區(qū)應用的鉆井液技術在龍鳳山區(qū)塊進行的鉆井施工，出現(xiàn)了許多突出問題。泉頭組及以上地層水敏性泥頁巖發(fā)育，成巖性差，易坍塌掉塊、泥包鉆頭；下部的營城組地層裂縫發(fā)育，易發(fā)生井漏。前期施工的北2井和北201井各井段均出現(xiàn)不同程度的卡鉆現(xiàn)象，在營城組地層多點發(fā)生漏失，分別漏失837.20和1 022.85 m3鉆井液，堵漏時間分別占鉆井周期的17.06%和32.35%。以上問題已成為龍鳳山氣田大規(guī)?？碧介_發(fā)的障礙。因此，筆者通過做抑制泥頁巖水化膨脹實驗、抑制膨潤土造漿實驗和封堵微裂縫實驗，研究出一種適用于龍鳳山氣田易水化地層和裂縫發(fā)育地層使用的封堵型防塌鉆井液體系，對相應處理劑進行優(yōu)選。

1　關鍵處理劑優(yōu)選與性能評價

針對龍鳳山氣田鉆井過程中存在的井壁失穩(wěn)和井漏問題，結合龍鳳山氣田已鉆井的施工資料及地層特點，鉆井液體系應具有較強的抑制性和封堵防塌性。因此優(yōu)選了鉆井液化學抑制劑和封堵防塌劑。

1.1抑制劑的優(yōu)選

1.1.1抑制泥頁巖水化膨脹實驗

分別提取北201井青山口組和泉頭組地層的鉆屑各10.0 g，研磨成粒徑為0.015～0.044 mm的粉末，在4.0 MPa下壓實5.0 min，使用NP-01型頁巖膨脹儀分別測試巖屑粉末在不同實驗漿中的線性膨脹率，實驗結果如圖1所示。

圖1　實驗漿的頁巖膨脹率隨時間變化的曲線

由圖1可見，巖屑在0.5%NK-1實驗漿中的膨脹率最小，KCl也具有明顯的抑制頁巖膨脹的效果，且濃度越大，抑制效果越明顯，而浸入0.5%UHIB實驗漿中的頁巖膨脹率明顯大于其他實驗樣，且呈現(xiàn)先增大后達到平衡的實驗現(xiàn)象，從而說明UHIB在初始階段不斷進入黏土層間，并通過靜電吸附、氫鍵作用和偶極作用將黏土的片層束縛在一起，阻止水分子進入，當實驗時間達到10 h時已經(jīng)達到了巖屑的陽離子交換容量，UHIB不再進入黏土層間，從而不再引起頁巖的水化膨脹［1-3］。這種實驗現(xiàn)象也驗證了線性膨脹率實驗方法不適用于評價聚胺類抑制劑抑制性能的文獻報道［4-5］。因此， 初步判斷胺鉀復合抑制劑NK-1抑制頁巖膨脹的效果最為顯著。

1.1.2抑制膨潤土造漿實驗

抑制膨潤土造漿及維護鉆井液流變性的能力，是評價鉆井液抑制劑最簡單有效的方法之一。在400 mL自來水中定量加入不同抑制劑和5.0%的鈉基膨潤土，高速攪拌30 min，用0.1%NaOH溶液調(diào)節(jié)體系pH值不小于9.0，75 ℃熱滾16 h后測實驗漿的φ3讀數(shù)。再加入5.0%的鈉基膨潤土，高速攪拌30 min，75 ℃熱滾16 h后測定φ3讀數(shù)。如此反復直至測不出讀數(shù)為止［6-7］。比較各階段實驗漿的φ3讀數(shù)大小，可對比不同抑制劑的作用效果，見圖2。

圖2　不同實驗漿φ3讀數(shù)隨膨潤土加量變化的曲線

由圖2可知，在相同膨潤土加量下，其他實驗漿的φ3讀數(shù)明顯小于清水實驗漿的φ3讀數(shù)，當膨潤土加量達到20.0%時， KCl實驗漿的φ3讀數(shù)才迅速升高，且7.0%KCl實驗漿的φ3讀數(shù)始終小于3.0%KCl實驗漿的φ3讀數(shù)，表明提高KCl濃度可以進一步提高K+固定膨潤土晶格作用，有效抑制膨潤土的水化作用；當膨潤土加量達到25.0%時，1.0%PB-1、 0.5%UHIB和0.5%NK-1實驗漿的φ3讀數(shù)才明顯增大，且在相同膨潤土加量下，UHIB與NK-1的φ3讀數(shù)大小相當且一直維持在較低水平，表明UHIB和NK-1抑制膨潤土水化的能力強于KCl。因此，最終確定NK-1作為鉆井液抑制劑。

1.2封堵防塌劑的優(yōu)選

1.2.1酸溶性測試

儲層保護貫穿于油氣勘探開發(fā)的全過程。龍鳳山區(qū)塊的儲層屬于致密砂巖氣藏，具有基塊致密、裂縫發(fā)育、局部超低含水飽和度、高毛細管壓力和損害形式多樣化的工程地質(zhì)特征，普遍采用酸化壓裂作為增產(chǎn)措施。鉆井液漏失是引起裂縫性致密砂巖儲層損害最為嚴重的方式之一，不僅有固相堵塞儲層流動通道，濾液帶來的液相圈閉損害，而且在氣藏開采工程中，固相還會隨高速氣流的采出沖蝕油層套管、井口裝置等，給氣井的高效安全生產(chǎn)帶來隱患，另外，還會對壓裂效果產(chǎn)生一定負面影響。因此，有必要對進入儲層段的封堵防塌材料的酸溶性進行評價。實驗測得，除杏殼和云母外，其他封堵防塌材料具有較佳的酸溶性。其中，碳酸鈣的酸溶性最佳，為96.54%；纖維素的酸溶性較差，為31.22%；其他封堵防塌材料的酸溶率在40.0%～70.0%，可以基本滿足酸化解堵的需要。

1.2.2失水造壁性能評價實驗

研究了在基礎配方（4.0%膨潤土+0.15% Na2CO3+0.10% HV-CMC）中加入不同封堵防塌劑，120 ℃下老化16 h，測定不同實驗漿的常溫中壓濾失量、高溫高壓動態(tài)濾失量和高溫高壓砂床滲透深度，實驗結果如表1所示。

表1　不同封堵防塌劑的失水造壁性能評價

由表1可以看出，6種封堵防塌材料中ZX-8、FLC-2000和KFT-Ⅱ的失水造壁效果較好；ZX-8、FLC-2000和KFT-Ⅱ之間復配可以進一步提高鉆井液的失水造壁性。因此，初步選定FLC-2000、KFT-Ⅱ和ZX-8作為鉆井液體系的封堵防塌劑。

1.2.3巖心滲透率測試實驗

封堵防塌劑之所以可以穩(wěn)定井壁，原因之一在于固相顆粒能夠在一定溫度和壓力下進入井壁微裂縫，增強井壁的內(nèi)結構，阻止鉆井液濾液進一步滲透，所以對比濾失前后巖心滲透率是評價封堵防塌劑的重要指標［8-9］。結果見表2。實驗用鉆井液配方為4.0%膨潤土+0.15%Na2CO3+0.10%HV-CMC。

表2　不同防塌劑對巖心滲透率的影響

由表2可以看出，6種封堵防塌材料中， KFT-Ⅱ、FLC-2000和ZX-8封堵巖心微孔隙的效果較好，F(xiàn)LC-2000、KFT-Ⅱ、ZX-8之間復配后可以進一步提高鉆井液的封堵能力。但考慮到FLC-2000的進口成本較高，供貨來源有限，因此，結合成本因素和實驗效果，最終確定KFT-Ⅱ和ZX-8作為鉆井液用封堵防塌劑。

2　鉆井液體系性能評價

根據(jù)室內(nèi)處理劑優(yōu)選實驗結果和龍鳳山氣田鉆井工藝要求，在參考鄰井成熟鉆井液體系配方的基礎上，確定封堵型防塌鉆井液配方如下。

（3.0%～6.0%）膨潤土+（0.10%～0.15%）Na2CO3+（0.1%～0.3%）HV-CMC+（1.0%～2.0%）SMC+（1.0%～2.0%）SMP-I+（0.5%～1.0%）磺酸鹽聚合物降濾失劑DSP-2+（0.3%～0.5%）NK-1+（1.0%～2.0%）KFT-Ⅱ+（1.0%～2.0%）ZX-8+（0.5%～1.5%）超細碳酸鈣QS-2+（0.6%～1.2%）隨鉆承壓堵漏劑SZD-2+（0.5%～1.0%）潤滑劑SMJH-1+重晶石

為保證該鉆井液具有良好的流變性、失水性、抑制性和防塌性，各處理劑的用量取上述配方中建議用量中的最小值。

2.1鉆井液流變性能和濾失性能

測定鉆井液的各項性能，結果如表3所示。由表3可以看出，在相同密度條件下，封堵型防塌鉆井液體系在老化前后的表觀黏度、塑性黏度、動切力、靜切力和API濾失量變化較小，高溫高壓濾失量略有增大，表明該鉆井液的流變和濾失性能較為穩(wěn)定，能夠在深部地層條件下使用，可以滿足龍鳳山氣田現(xiàn)場施工的要求。

表3　封堵型防塌鉆井液流變與濾失性能

2.2抑制、防塌性能

考察高溫老化前后封堵型防塌鉆井液（密度為1.20 g/cm3）的抑制性能和防塌性能，利用2.00～3.20 mm的巖屑進行滾動回收率實驗，并結合高溫高壓動態(tài)濾失實驗和砂床滲透深度測定實驗，結果如表4所示。由表4可以看出，老化前后封堵型防塌鉆井液體系的頁巖膨脹率隨著時間的延長略有增大，但增大幅度較?。汇@井液過孔徑為0.70 mm篩的頁巖回收率保持在88%以上，過孔徑為0.45 mm篩的頁巖回收率略有提高，表明該鉆井液更有利于保持巖屑的完整性，有助于現(xiàn)場施工中振動篩篩除巖屑。高溫老化后，封堵型防塌鉆井液的高溫高壓瞬時濾失量由高溫老化前的1.6 mL升至2.6 mL，動態(tài)高溫高壓濾失量與高溫高壓砂床滲透深度略有增大，表明高溫對該鉆井液的抑制性和防塌性影響較小，NK-1和KFT-Ⅱ、ZX-8與鉆井液其他處理劑的配伍性良好，鉆井液性能指標達到了龍鳳山氣田易水化和裂縫發(fā)育地層的鉆井工藝要求。

表4　封堵型防塌鉆井液抑制、防塌性能評價結果

2.3酸溶助排性能

為考察封堵型防塌鉆井液體系儲層保護性能，使用北201井營城組砂巖地層巖心進行人工造縫（裂縫寬度分別為300、600和900 μm），根據(jù)參考文獻［10-12］報道的測試程序，利用MFC-I型多功能鉆井工作液酸溶解堵評價儀，對鉆井液的酸溶助排性能進行評價，實驗結果如圖3所示。由圖3可知，巖樣的酸溶助排恢復率隨著返排壓力的增大，先增大后降低，但均大于65.0%，酸化解堵效果明顯，表明在后續(xù)的酸化壓裂施工時，酸液可以有效清除井筒附近的酸溶性堵塞，溶蝕巖石礦物，擴大滲流通道，改善儲層滲流能力，說明該鉆井液具有良好的儲層保護作用。

圖3　不同裂隙巖樣酸溶助排恢復率與返排壓差變化曲線

3　現(xiàn)場應用

封堵型防塌鉆井液自2015年應用于龍鳳山氣田以來，成功解決了該區(qū)塊泥頁巖地層鉆井工程中出現(xiàn)的擴徑、掉塊、井塌和井漏等復雜情況，降低了鉆井液處理頻率，有效地控制了鉆井液成本，取得了顯著的經(jīng)濟效益和社會效益?，F(xiàn)以具有代表性的北209井為例，對封堵型防塌鉆井液體系的現(xiàn)場應用情況做詳細介紹。

北209井是中國石化在松遼盆地長嶺斷陷龍鳳山次洼龍鳳山圈閉布署的一口評價井，目的層位是營城組Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ砂組，井底溫度為126.3 ℃，井型為二開次直井。該井實鉆井深為3 910 m，使用封堵型防塌鉆井液解決了上部泥頁巖地層水化造漿引起的井壁坍塌和下部地層的漏失問題，起下鉆無遇卡現(xiàn)象，電測一次成功到底，一開和二開井段的井徑擴大率分別為9.31%、5.08%，井徑規(guī)則；平均機械鉆速為8.62 m/h，創(chuàng)工區(qū)最高紀錄，鉆井周期為40.98 d，創(chuàng)工區(qū)最短紀錄；目的層的潛在漏失問題得到很好的解決，施工過程中未發(fā)生漏失；酸化壓裂后穩(wěn)定日產(chǎn)氣量為2.0×104m3/d，日產(chǎn)水量為1.0 t，流壓為15.8 MPa，生產(chǎn)壓差為2.0 MPa，明顯高于該工區(qū)平均產(chǎn)量。

1）一開鉆井液現(xiàn)場處理與維護（97.8～1 605 m井段）。使用強抑制聚合物防塌鉆井液體系， 以滿足懸浮攜砂、 防漏和防塌的要求， 其基本配方如下。

1#（3.0%～6.0%）NV-1鈉基膨潤土+ （0.1%～0.2%）Na2CO3+（0.3%～0.5%）HV-CMC + （0.2%～0.3%）NK-1+（0.3%～0.5%）KFT-Ⅱ

鉆井液密度控制在1.05～1.15 g/cm3，黏度為42～50 s。使用好四級固控設備，及時清除有害固相，以保持鉆井液性能穩(wěn)定。在起鉆前加入優(yōu)質(zhì)膨潤土漿，確保表層套管下入和固井作業(yè)的順利進行。

2）二開鉆井液現(xiàn)場處理與維護（1 605～3 910 m井段）。二開井段上部地層以泥巖、頁巖和砂巖為主，地層膠結疏松，滲透性好，鉆屑容易吸水膨脹，易泥包鉆頭；下部地層裂縫發(fā)育，易發(fā)生漏失。按照“三低一高”的施工原則，即在保證高排量的情況下，盡量使用低密度、低黏度、低切力的鉆井液鉆進，采用封堵型防塌鉆井液，其基本配方如下。

1#+（0.05%～0.2%）HV-CMC+（1.0%～2.0%）SMC+（1.0%～2.0%）SMP-Ⅰ+（0.5%～1.0%）DSP-2+（0.3%～0.5%）NK-1+（1.0%～2.0%）KFT-Ⅱ+（1.0%～2.0%）ZX-8+（0.5%～1.5%）QS-2+（0.6%～1.2%）SZD-2+（0.5%～1.0%）SMJH-1

施工中，以維護鉆井液性能為主，保持封堵防塌劑KFT-Ⅱ和ZX-8的有效含量不低于1.0%，SMJH-1的有效含量在0.8%左右，摩擦系數(shù)小于0.06，并可通過吸附作用在鉆具表面生成疏水膜，防止泥包鉆具，嚴格控制鉆井液密度不高于1.15 g/cm3；另外，使用孔徑為0.076 mm的線性高頻振動篩、除砂器、除泥器、離心機，嚴格控制固相含量不高于12.0%，濾失量不高于4.0 mL。完鉆后，大排量清洗井眼，配制60.0 m3潤滑防卡封井鉆井液，確保電測順利進行。北209井分段鉆井液性能如表5所示。

表5　北209井分段鉆井液性能

4　結論

1.針對龍鳳山氣田上部地層易發(fā)生坍塌掉塊、泥包鉆頭和擴徑等復雜情況，下部地層裂縫發(fā)育，易發(fā)生漏失，優(yōu)選了NK-1作為鉆井液抑制劑，KFT-Ⅱ和ZX-8作為鉆井液封堵防塌劑，提高了鉆井液的抑制性能和防塌性能。

2. NK-1、KFT-Ⅱ和ZX-8與常規(guī)鉆井液處理劑之間具有良好的配伍性，所配制的封堵型防塌鉆井液體系具有良好的流變性能、濾失性能、抑制性能、防塌性能和儲層保護性能。

3. 封堵型防塌鉆井液體系在北209井的現(xiàn)場應用中表現(xiàn)出良好的抑制性和防塌性，有效地解決了全井的井壁失穩(wěn)問題，起下鉆順暢，提高了鉆井時效，封堵層酸溶率高，通過酸化返排易解除，儲層效果顯著，具有良好的推廣應用前景。

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Plugging Inhibitive Drilling Fluid Used in Longfengshan Gas Field

CHU Qi1， LI Tao1， WANG Dong2， HU Xuefeng2， FU Qiang3， YIN Yongjun3， YANG Jun3
（1. Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering， Beijing 100101；2. Sinopec Northeast Oilfield Company， Changchun， Jilin 130072；3. The 4th Drilling Branch of Zhongyuan Petroleum Engineering Ltd.， Sinopec， Puyang， Henan 457001）

The Quantou Formation and the formations above in Longfengshan gas field are mainly water sensitive shales. Downhole troubles such as borehole wall collapse， pipe sticking， wellbone expansion and bit balling have frequently been encountered in drilling these formations. Lost circulation， on the other hand， has always been encountered in the Yingcheng Formation， which is full of fractures. To ensure safe drilling through these formations， a plugging inhibitive drilling fluid was formulated based on laboratory researches. A shale inhibitor， NK-1， was selected through shale core swelling test and bentonite hydration test. KFT-II and ZX-8， as plugging agent and anti-collapse agent， were selected through mud cake building test and core permeability experiment. Laboratory evaluation showed that this drilling fluid had stable rheology， good filtration characteristics， strong inhibitive capacity and plugging and anti-collapse performance. In field application， the well Bei-209 was drilled successfully with this drilling fluid. The drilling fluid had stable rheology， and no borehole wall collapse happened. Tripping of drill string， wireline logging and casing running were run with no hindrance， and the reservoir formations were fairly protected from being damaged.

Anti-collapse drilling fluid； Borehole stabilization； Longfengshan gas field； Reservoir protection； Application

TE254.3

A

1001-5620（2016）05-0035-06

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.007

中國石油化工股份有限公司科技攻關項目“微裂隙地層納微米封堵井筒強化技術”（P14100）。

禇奇，副研究員，博士，1982年生，2012年畢業(yè)于西南石油大學應用化學專業(yè)，現(xiàn)在從事油田化學品的研究與現(xiàn)場應用工作。電話（010）84988610/18611781706；E-mail：chuqi.sripe@sinopec.com。

（2016-3-5；HGF=1604M2；編輯馬倩蕓）